针对渤海A油田注水井堵塞的解堵增注液研究

针对渤海A油田注水井堵塞(水质超标、腐蚀堵塞和油垢堵塞)特点,结合储层酸敏特性,提出了"抗酸敏"复合解堵增注思路;在研制安全性好、溶垢性强的有机解堵剂和优选抗酸敏无机解堵剂的基础上,确定了渤海A油田注水井解堵增注液配方;系统评价了解堵增注液防膨性、铁离子稳定性、腐蚀性、配伍性,解堵增注液不仅具有较好的稳定黏土和铁离子稳定能力,而且具有较小的腐蚀性和较好的配伍性;为了更真实地模拟现场堵塞,提出了"高浓度模拟水混合"的岩心堵塞模拟方法;从溶垢性和解堵性能评价结果可知,解堵增注液对有机垢、无机垢、铁腐蚀产物和综合堵塞均具有较好的解堵效果,解堵后渗透率恢复值均大于100%,明显提高了基质的渗透率,解堵效果明显优于现场单一的氟硼酸解堵液。     

渤海油田注水井解堵增注技术

为解决渤海油田注水困难的问题,在对注水井注水动态和堵塞物资料进行分析的基础上,得到了注水井的系列堵塞机理,并研制出相应的解堵剂,即BHJ系列解堵剂。分别对有机解堵剂溶解沥青、石蜡能力、洗油能力、破乳能力以及无机解堵剂溶蚀充填砂、溶蚀岩样、溶解无机盐垢、溶解铁锈、静态挂片腐蚀性、难溶垢转化率等进行了室内评价试验,结果表明,该解堵剂对堵塞物溶蚀率高达90%以上。在渤海油田进行现场施工12井次,措施井视吸水指数大幅度上升,措施成功率100%。实践表明,BHJ系列解堵剂具有解堵且不伤害地层骨架的优点,同时具有适用范围广、解堵率高、渗透率改善效果好等特点,可大面积推广。     

渤海油田注水井多效复合酸解堵技术应用研究

渤海油田注水井在注水过程中普遍存在储层堵塞,导致注入压力高,注水量达不到配注要求。针对渤海油田注水井存在的问题,经过室内实验,研发出了一种新型BDF–01多效复合酸液体系,该体系在渤海油田3口注水井中采用单步法施工工艺进行了现场应用。应用结果表明,该体系酸化后视吸水指数是酸化前的1.9~3.8倍,取得了良好的解堵效果。     

西峰油田长8油区注水压力高的原因及对策

针对西峰油田长8油区注水压力上升快这一实际情况，从储层特征、注水伤害机理室内试验和现场挤注解堵剂效果分析三方面研究了注水压力高的原因。研制出了pH值为7～8，具有防垢、稳定地层粘土及清垢的FH-01解堵剂，全区实验22口水井，注水压力平均下降0．8MPa，解堵效果明显。     

渤海A油田注水井洗井返出水处理工艺优化及应用

渤海A油田注水井洗井返出水中携带大量杂质,容易堵塞油嘴,且返出水在海管内搅动形成稳定性较强的乳化液,直接进入生产流程将严重影响原油系统脱水效果,为此提出了注水井洗井返出水处理方案。在不影响生产流程的情况下,解决了该类注水管柱反洗频率受限的难题,提高了注水井的生产效率,降低了注水井的作业费用。该返出水处理工艺现场操作性强,有利于注水管柱的预防性维护保养,对注水井的精细化管理具有重要意义。     

渤海油田注水井酸化低效对策研究

针对渤海油田注水井酸化问题,分析了其产生原因,并提出了综合对策：海上油田日注水量较大,在注入水水质相同的情况下,储层伤害更为严重,因此,建立了更加严格的注入水水质标准;加入有机处理剂前置段塞,加强有机解堵,并防止原油与酸液反应形成酸渣;在原有酸液体系中加入表面活性剂,增强酸化洗油处理;采用多元复合酸体系解决渤海油田无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等综合伤害问题;在不改变现有注水流程情况下,使用注水井在线酸化工艺,克服平台作业空间小的问题,同时提高酸化处理规模。综合对策经过现场应用,日注水量和视吸水指数较以往酸化提高了1.1～2.0倍,酸化有效期延长了50%以上,该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。     

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。     

西峰油田长8油区注水压力高的原因及对策

针对西峰油田长8油区注水压力上升快这一实际情况,从储层特征、注水伤害机理室内试验和现场挤注解堵剂效果分析三方面研究了注水压力高的原因。研制出了pH值为7～8,具有防垢、稳定地层粘土及清垢的FH-01解堵剂,全区实验22口水井,注水压力平均下降0．8MPa,解堵效果明显。     

渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。     

渤海绥中36-1油田注水井堵塞原因分析及解堵增注试验

分析了造成Ａ８ 井堵塞的三种主要原因,认为堵塞的原因依次是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地层出砂堵塞。在此基础上进行了冲砂洗井和化学解堵增注试验。试验结果表明：冲砂洗井能够有效地解除井筒堵塞,化学解堵剂ＢＲＪ－９６０４ 可以有效地解除近井地带堵塞,两者增注效果都比较明显,有效期已接近１ 年。研究成果对绥中３６－１ 油田及其它油田的注水开发有指导和参考价值。     

渤海油田大斜度井分层测压技术研究与应用

随着渤海油田的持续开发,已应用了多种增产措施来保证油田的产量,由于各种增产措施的应用及开发的进行,地层参数发生了很大变化。为了满足后续油田的配产配注、压力及产能预测等精细开发方案的设计和实施,需对各储层的参数重新进行测试。由于渤海油田的大斜度井及水平井占比近一半,普通钢丝电缆工具串无法通过自身重力下至目的层。因此本文研究了应用连续油管内穿电缆的工艺,携带分层测试工具串下入井中,配合测试堵塞器及地面采集系统的应用,能够实现一趟多层的测试。通过该技术的应用能实现简便快速的单层测试工艺,及时掌握单层动态变化;同时配合连续油管及测试堵塞器则可以实现大斜度井测试,不仅能满足大斜度井测试需求,还能在测试期间完成复产,降低测试对于生产的影响;跨隔测试技术在渤海油田高效完成作业,取得了准确可靠测试结果,因此该技术具有极大的推广应用价值。     

渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。     

曙光油田化学堵水技术研究与应用

曙光油田目前大多数区块处于开发后期,油井高含水问题突出,其主要原因包括稠油蒸汽吞吐开发后期边底水侵、稀油注入水高渗透层段突进以及管外窜槽,对此,有针对性地采取了稠油高温化学封堵,稀油封堵高渗透层、挤灰堵水等化学堵水工艺,这些措施有效降低了油井含水,明显提高了油井产能。     

渤海BZ河流相油田水平井开发模式总结与水驱效果评价

BZ油田是渤海中型常规油河流相油田,具有单砂体形态不规则、储量规模差异较大、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征,针对此特点,探索出一种适合该油田的高效开发模式和策略:即早期单砂体水平井分层系布井,开发中期通过水平井对未动用储量进行挖潜,高含水期基于储层构型认识对井网内部剩余油进行挖潜。BZ油田水平井开发模式实现了多年稳产,水驱开发指标整体保持较好。根据渤海油田水驱指标评价标准,对含水上升率和递减率两类关键水驱指标评价过程进行了优化,并将得到的结果应用于BZ油田,其评价标准均为一类水平。     

丘陵油田增压注水技术研究与应用

在低渗透注水油田的开发过程中,存在许多井欠注的问题,常规的酸化、压裂等措施未达到理想的效果.增压注水是解决这一问题的有效途径,丘陵油田实施这一措施后,见到了比较好的效果.这一技术对类似油田欠注井的增注具有借鉴意义.     

海上油田水平井底水脊进控制技术

对南海涠洲11-4油田C4水平井底水脊进的原因进行了分析,提出利用选择性堵剂和选择性注入及过顶替的方法来控制底水脊进.根据涠洲11-4油田的地层条件,选择性堵剂可选用廉价的具有不同成冻时间及不同强度的冻胶型堵剂并利用地层渗透率的差异和相渗透率的差异进行选择性注入,即堵剂优先进入高渗透层,水基堵剂优先进入出水层;过顶替是用粘度与堵剂粘度相当的流体将堵剂顶替至水平井的油水界面,从而为原油留下更好的产出通道.现场试验证实,该方法应用效果很好,C4井有效期超过一年;该平台其他3口井也相继投产,平台最高产油量达到147.1m³/d.截止到2004年8月,累计产油12913m³,投入产出比为1:16.